Chapter 4 Gas Injection

Torabzadeh, Jalal; Langnes, Gerald L.; Robertson, John O.; Yen, Teh Fu; Donaldson, Erle C.; Chilingarian, George V.

doi:10.1016/s0376-7361(08)70456-4

Cited by 5 publications

(2 citation statements)

References 11 publications

Supporting

Mentioning

Contrasting

Unclassified

Order By: Relevance

“…The foam half-time was determined after generating foam of a 50% or 70% quality; the fluid flow through the rheometer was stopped and the foam was closed in the measurement chamber to maintain static measurement conditions. This was defined as the time after which half of the water phase was separated from the generated foam [57], and it is an important parameter used to describe foam stability. Table 4 presents results of the half-time measurements for S.F.…”

Section: Methodsmentioning

confidence: 99%

Impact of Nitrogen Foamed Stimulation Fluids Stabilized by Nanoadditives on Reservoir Rocks of Hydrocarbon Deposits

2019

View full text Add to dashboard Cite

The first objective of this experiment was to improve the stabilization of N2 based foam with nanoparticles as an alternative to typical fracturing fluid, which consists of a gelling agent (HPG—hydroxypropyl guar). The second objective of the project was to investigate the damage caused by nanoparticle–based nitrogen foamed fracturing fluids (F.F) on a reference sandstone, using permeability and porosity tests, optical microscope with a Profilometer, and a scanning electron microscope (SEM). The properties of F.F with two types of SiO2 nanoparticles (hydrophilic fumed silica Areosil 300 and silica sol U-2 obtained by the sol-gel method), such as rheology and core damage, were investigated. The discussion of this research results is based on the stability tests carried out with the use of rheology and the foam half-life, formation damage ratio, and observation of exposed samples using SEM and the Profilometer. The permeability and porosity damage ratios of the damaged core samples were found to decrease when nitrogen foamed fluids were used. These results were confirmed with the Profilometer and SEM images. The experimental data showed that the foam stability increased when silica (SiO2) nanoparticles were added. SiO2 nanoparticle-surfactant-stabilized foam for fracturing is superior to traditional water-based fracturing fluids and causes lower core permeability damage than a traditional F.F.

show abstract

Section: Methodsmentioning

confidence: 99%

Impact of Nitrogen Foamed Stimulation Fluids Stabilized by Nanoadditives on Reservoir Rocks of Hydrocarbon Deposits

2019

View full text Add to dashboard Cite

show abstract

“…W literaturze [4,6,8,13,15,16] opisano parametry określające spienione płyny do szczelinowania, tj. : jakość pły-nów energetyzowanych, czas połowicznego zaniku piany, wielkość pęcherzyków, strukturę piany.…”

unclassified

Dobór dodatków do energetyzowanych płynów szczelinujących

Wilk

Kasza

Czupski

2016

View full text Add to dashboard Cite

Dobór dodatków do energetyzowanych płynów szczelinującychSzczelinowanie hydrauliczne jest obecnie najpopularniejszą metodą stymulacji złóż gazu i ropy w formacjach niekonwencjonalnych. Jest ono niezbędne do umożliwienia eksploatacji złóż węglowodorów z formacji o bardzo małej przepuszczalności, tj. tight gas. Pokłady węgla oraz łupki gazonośne nie mogą być eksploatowane bez wykonania tego typu zabiegów [10]. W przypadku, gdy użyte ciecze szczelinujące wykonane są na bazie wody, może wystąpić tzw. uszkodzenie przepuszczalności, spowodowane m.in. pęcznieniem minerałów ilastych lub działaniem innych mechanizmów fizycznych i chemicznych zachodzących w szczelinowanej formacji [5]. Rolą cieczy szczelinującej jest wygenerowanie i propagacja szczelin. Zastosowana ciecz powinna również posiadać odpowiednie właściwości, które pozwolą na utrzymanie wtłaczanych materiałów podsadzkowych w formie zawiesiny, a następ-nie umożliwią cieczy pozostawienie podsadzki w szczelinie wytworzonej w złożu. W poszukiwaniu innych metod szczelinowania zwrócono uwagę na zastosowanie cieczy energetyzowanych jako mniej inwazyjnej metody szczelinowania formacji wrażliwych na obecność wody. W artykule zaprezentowano badania laboratoryjne, które miały na celu dobór odpowiednich środków do energetyzowanych płynów szczelinujących, w tym: biocydów, środków powierzchniowo czynnych, polimerów i środków spieniających oraz ich stężeń. Głównym celem było opracowanie skutecznej metody oceny zależnych od czasu właściwości płynów szczelinujących w warunkach złożowych.Słowa kluczowe: płyny energetyzowane, płyny szczelinujące, dodatki do płynów spienionych. Selection of additives for energized fracturing fluidsHydraulic fracturing is now the most popular method of stimulating gas and oil reservoirs in non-conventional formations. Fracturing is necessary to enable the production of hydrocarbon from formations of very low permeability, i.e. tight gas, coal and gas-bearing shales deposits, that cannot be exploited without fracking [10]. When fracking fluids used are based on water, so-called permeability damage caused by, among others, swelling of clay minerals, or by other physical and chemical mechanisms taking place in a formation being fractured [5] is likely to occur. The role of fracking fluid is to generate and propagate fractures. Any applied fracking fluid, should also have appropriate properties to make forced proppant materials keep the form of a suspension, and then to make fluid leave proppant in a fracture generated in a reservoir. In the search for alternative methods of fracturing, we drew our attention to, the use of energized fluids as a promising method of fracturing water sensitive formations. The article presents laboratory tests that focused on the selection of appropriate fracturing fluids additives; including biocides, surfactants, polymers and foaming agents and their concentrations. The main aim was to develop effective methods for evaluation of time-dependent properties of the fracturing fluids, at reservoir conditions. Key words: energ...

show abstract